Требования к нефти как товарной продукции. Требования товарной нефти


Физико-химические требования к товарной нефти

Поиск Лекций

 

Нефть, выходя из скважины, содержит пластовую воду, попутный нефтяной газ, механические примеси, различные соли. Данная так называемая пластовая жидкость не является товарным продуктом и поэтому подвергается подготовке на промысле перед подачей нефти в магистральный нефтепровод. По магистральному нефтепроводу товарная нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод.

Товарная нефть с промыслов должна соответствовать ГОСТ Р 51858. В соответствии с данным стандартом в зависимости от физико-химических свойств и степени подготовки нефти подразделяются на классы, типы, группы и виды.

В зависимости от содержания серы нефть подразделяется на классы (табл. 6.1).

Таблица 6.1

Классы нефти

 

Класс нефти Содержание серы, % масс Название нефти
не более 0,6 малосернистая
0,61 - 1,8 сернистая
1,81 - 3,5 высокосернистая
более 3,5 особо высокосернистая

 

В зависимости от плотности, содержания светлых фракций и твёрдых парафинов нефть подразделяется на типы (табл. 6.2).

Таблица 6.2

Типы нефти

 

Тип не- фти Плотность нефти при 20оС, кг/м3 Плотность нефти при 15оС, кг/м3 Назва-ние нефти Выход фракций, % масс., не менее Содержание твёрдых парафинов, % масс., не более
Н.К.-200оС Н.К.-300оС
не более 830 не более 833,7 особо лёгкая
830,1-850 833,8-853,6 лёгкая
850,1-870 853,7-873,5 средняя
870,1-895 873,6-898,4 тяжёлая - - -
более 895 более 898,4 битуми-нозная - - -

 

Если нефть не поставляется на экспорт, то достаточно для определения её типа определить только плотность. При поставке нефти на экспорт необходимо определение выхода светлых фракций и твёрдых парафинов. Нефти типов 3 и 4 при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны также содержать твёрдых парафинов не более 6 % масс.

Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому – к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.

В зависимости от степени подготовки на промыслах нефть подразделяется на группы (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Группы нефти

 

Группа нефти Содержа-ние воды, % масс., не более Содержа-ние хлористых солей, мг/дм3, не более Содержа-ние меха-нических примесей, % масс., не более Давление насыщен-ных паров нефти, кПа (мм рт. ст.), не более Содержание органических хлоридов во фракции, выкипающей до 204оС, млн-1, не более
0,5 0,05 66,7 (500)
0,5
1,0

 

В зависимости от содержания сероводорода и лёгких меркаптанов нефть подразделяется на два вида (табл. 6.4).

Таблица 6.4

Виды нефти

 

Вид нефти Содержание сероводорода, млн-1, не более Содержание метил- и этилмеркаптанов, млн-1, не более

 

Условное обозначение товарной нефти состоит из четырёх цифр (класс, тип, группа, вид) и номера ГОСТа. Например: «Нефть 1.2.1.2 ГОСТ Р 51858». При поставке на экспорт к цифре типа добавляется нижний индекс «э», например: «Нефть 1.2Э.1.2 ГОСТ Р 51858».

Нефть при приёме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должна соответствовать первой группе и первому или второму виду.

Качество подготовки нефти на промыслах (номер группы) зависит от степени обезвоживания и разгазирования нефти, удаления механических примесей и хлористых солей.

Необходимость обезвоживания нефти объясняется следующими причинами.

1. Вода является балластом, содержание которого может доходить до 90% и более на завершающих стадиях разработки месторождений. Это приводит к увеличению затрат на транспорт нефти.

2. Вода с нефтью образует эмульсию, вязкость которой обычно выше вязкости чистой нефти. Так, увеличение содержания воды в нефти с 5 до 20% приводит к повышению вязкости эмульсии почти два раза. Это также приводит к увеличению энергозатрат на транспорт более вязкой нефти. В среднем, увеличение содержания воды на 1% приводит к повышению транспортных расходов на 3…5%.

3. Вода может явиться причиной повышенной коррозии нефтетранспортной системы. При низких температурах и высоком содержании воды в трубопроводах могут образоваться ледяные пробки, осложняющие транспорт нефти.

Необходимость обессоливания нефти связана с двумя причинами.

1. Соли способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, а чем устойчивее эмульсия, тем больше затраты на обессоливание и обезвоживание нефти.

2. Хлориды щелочноземельных металлов являются причиной высокой кислотной коррозии оборудования, механизм которой заключается в следующем.

В любой нефти есть какое-то количество сероводорода Н2S, но значительно больше его образуется при нагреве (особенно сернистой нефти) за счёт разложения меркаптанов и сульфидов. Нагрев нефти – одна из обычных стадий технологии подготовки нефти. Сероводород вступает в реакцию взаимодействия с поверхностным слоем железа нефтепромыслового оборудования:

 

 

Если хлористых солей в нефти мало или совсем нет, то коррозия на этом останавливается, так как сульфид железа FeS – нерастворимая в промысловой воде соль и образует защитную плёнку на поверхности металла, предохраняя оборудование от более глубокого взаимодействия со средой.

Но в любой нефти имеются хлориды металлов, которые подвергаются гидролизу с образованием хлорида водорода НСl. Хлорид кальция СаCl2 может гидролизоваться до 10%, хлорид магния МgCl2 гидролизуется на 90% даже при низких температурах:

 

 

При нагреве нефти процесс гидролиза ускоряется. Хлорид водорода далее взаимодействует с сульфидом железа с образованием растворимой соли хлорида железа:

 

 

Хлорид железа растворяется в пластовой воде, оголяя новый поверхностный слой металла для взаимодействия с сероводородом. Так происходит цепная реакция кислотной коррозии оборудования.

Перед началом переработки нефти на НПЗ нефть ещё раз подвергают более глубокому обессоливанию и обезвоживанию до содержания хлористых солей не более 3…5 мг/л и воды не более 0,1% масс. Это связано с тем, что на НПЗ применяется более сложное и дорогостоящее оборудование, чем на промыслах, и оно должно быть максимально защищено от кислотной коррозии.

Необходимость удаления механических примесей при подготовке нефти объясняется следующим.

1. Механические примеси (частицы песка, глины, известняка, другой породы) способствуют стабилизации водонефтяных эмульсий, что затрудняет обезвоживание нефти.

2. Механические примеси при транспорте нефти оказывают абразивное воздействие на внутренние стенки труб, что приводит к преждевременному их износу. Особенно высоким абразивным воздействием обладают частицы песка, в состав которого входит оксид кремния SiO2.

Одна из основных технологических стадий при промысловой подготовке нефти – это отделение попутного газа. Процесс разгазирования нефти называется сепарацией. Глубина разгазирования определяется давлением насыщенных паров (ДНП) нефти. Нефть, имеющая ДНП не более 66,7 кПа (500 мм рт.ст.), называется стабильной.

Необходимость стабилизации нефти связана со следующими причинами.

1. При транспорте нестабильной нефти происходит образование газовых пробок (или газовых мешков) в нефтепроводе. Это приводит к разрыву сплошности потока, неравномерной подаче, пульсирующей работе нефтепровода. Для передавливания газового мешка приходится создавать дополнительное давление, которое может привести к разрыву трубопровода из-за вибрации, нарушению режима работы контрольно-измерительных приборов, временному прекращению фонтанирования скважин. Кроме этого, попадание газовых пробок на всас центробежных насосов вызывает их кавитацию и возможный выход из строя.

2. При хранении нестабильных нефтей происходит самопроизвольное выделение газов из резервуаров. Испаряясь, эти газы захватывают с собой лёгкие углеводороды бензиновых фракций, что приводит к потерям бензина до 5%. Кроме этого, возникает высокая загазованность, повышенная пожаро- и взрывоопасность товарных парков.



poisk-ru.ru

Требования к нефти как товарной продукции — Студопедия.Нет

⇐ ПредыдущаяСтр 20 из 24Следующая ⇒

Добываемая из скважины нефть, как правило, имеет в своем составе пластовую воду (в свободном или эмульгированном состоянии), содержащую различные минеральные соли – хлористый натрий NaCl, хлористый кальций СаС12, хлористый магний MgCl2 и т. д. и зачастую механические примеси. В состав нефтей входят также различные газы органического (метан СН4, этан С2Н6, пропан С3Н8, бутан С4Н10) и неорганического (сероводород h3S, углекислый газ СО2 и гелий Не) происхождения.

Содержание в нефти воды и водных растворов минеральных солей приводит к увеличению расходов на ее транспорт, кроме того, вызывает образование стойких нефтяных эмульсий и создает затруднения при переработке нефти на НПЗ вследствие усиленного развития коррозии оборудования. Вот почему нефти, добываемые из скважин вместе с пластовой, водой, подвергают обезвоживанию и обессоливанию непосредственно на месторождениях и на УППН.

На товарную нефть, сдаваемую промыслами, утвержден ГОСТ 9965–76, согласно которому регламентируются следующие показатели примесей в нефти: содержание серы, плотность нефти, степень подготовки нефти на промысле, величины которых приведены в табл. 8.1, 8.2, 8.3.

Таблица 8.1

Массовая доля серы

Класс нефти Наименование нефти Массовая доля серы, %
1 2 3 4 Малосернистая Сернистая Высокосернистая Особо высокосернистая <0,60 0,61–1,80 1,81–3,50 >3,51

 

Таблица 8.2

Плотность нефти

№п/п

Наименование параметра

Нормы для типов нефти (экспортный вариант)

0 1 2 3 4
1 Плотность (кг/м3), при t = 20 °С <830 830,1–850,0 850,1–870,0 870,1–895,0 >895,1
2 Выход фракции ( %) не менее < 200 °C <300 °C <350 °C   30 52 62   27 47 57   21 42 53   – – –   – – –
3 Массовая доля парафина ( %) не более   6   6   6   –   –

 

Таблица 8.3

Степень подготовки нефти на промысле

№п/п

Наименование показателя

Нормы для групп нефти

1 2 3
1   2   3   4   5 Массовая доля воды, ( %) не более Содержание хлористых солей, (мг/дм3) н/б Массовая доля мех примесей ( %) н/б Давление насыщенных паров (кПа/мм.рт.ст) н/б Содержание хлорорганических соединений (млн–1)   0,5   100   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется 0,5   300   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется 1   900   0,05   66,7/500   не нормируется, но определяется

 

Практикой установлено, что существующие методы деэмульсации нефти без подогрева и поверхностно-активных веществ в большинстве случаев малоэффективны и особенно это касается тяжелых, парафино-смолистых и вязких нефтей.

Товарная нефть как продукция нефтяного промысла должна соответствовать определённым требованиям по содержанию воды, минеральных солей, механических примесей, давлению насыщенных паров. В зависимости от группы качества массовая доля воды допускается от 0,5 до 1,0 %, концентрация хлористых солей от 100 до 900 мг/дм3, содержание механических примесей до 0,05 %, давление насыщенных паров не должно превышать 66,7 КПа. Чем больше это давление, тем в большей мере нефть испаряется (теряет лёгкие фракции) при контакте с атмосферным воздухом.

Системы сбора газа на газовых промыслах

Технологическая схема газового промысла приведена на рис. 8.4. (один из вариантов принципиальной схемы сбора и подготовки газа на промысле). Газ от скважин по выкидным коллекторам (ВК) (шлейфам) поступает на групповые (участковые) газосборные пункты, где осуществляется измерение дебитов, очистка газа в сепараторах от мехпримесей, влаги (вода), конденсата, обработка газа реагентами, предупреждающими образование влаги в газосборном коллекторе (ГК). С этих пунктов по газосборному коллектору газ поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП), совмещенный с головными сооружениями (ГС) на магистральном газопроводе. На ПГСП и ГС осуществляется необходимая для магистрального транспорта подготовка газа: осушка, очистка от примесей (СO2, h3S и др.).

Рис. 8.4. Технологическая схема газового (газоконденсатного) промысла: ГСП – газосборный пункт; ПГСП – промысловый газосборный пункт; ГС – головные сооружения магистрального газопровода (МГ)

Существующие системы сбора газа классифицируются:

– по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

– по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

– по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга.

При групповой системе сбора весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

При централизованной системе сбора газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2–3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей.

Рис. 8.5. Формы коллекторной газосборной сети:а – индивидуальная; б – групповая

Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6 МПа).

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 45; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ

studopedia.net

Основные требования к качеству товарных нефтепродуктов

из "Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа"

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы физические и химические. [c.37] Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ - электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ -атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины - каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов - сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ - вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350...500°С) вакуумного газойля - сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депарафинизация и др.) Остаток вакуумной перегонки - гудрон - служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива. [c.38] Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает исключительно большой ассортимент (более 500 наименований) газообразных, жидких и твердых нефтепродуктов. Требования к ним весьма разнообразны и диктуются постоянно изменяющимися условиями применения или эксплуатации того или иного конкретного нефтепродукта. [c.39] В основу классификации товарных нефтепродуктов могут быть положены различные принципы, например, по фазовому составу или способу их производства. Поскольку требования как к объему производства, так и к качеству товаров диктуют их потребители, то принято классифицировать нефтепродукты по их назначению, т. е. по направлению их использования в отраслях народного хозяйства. [c.39] Несмазочные (специальные) масла предназначены не для смазки, а для применения в качестве рабочих жидкостей в тормозных системах, в пароструйных насосах и гидравлических устройствах, в трансформаторах, конденсаторах, маслонаполненных электрокабелях в качестве электроизолирующей среды (трансформаторное, конденсаторное, гидравлическое, вакуумное). К ним также относятся вазелиновое, медицинское, парфюмерное, смазочно-охлаждающие жидкости и др. [c.40] К физико-химическим относятся свойства, характеризующие состояние и состав нефтепродуктов (плотность, элементный, фракционный и групповой углеводородный составы, вязкость, теплоемкость и т.д.). Они позволяют косвенно судить о том или ином эксплуатационном свойстве. Например, по фракционному составу судят о пусковых свойствах бензинов, по плотности реактивного топлива - о дальности полета и т. д. [c.41] Эксплуатационные свойства нефтепродуктов призваны обеспечить надежность и экономичность эксплуатации ДВС, машин и механизмов, характеризуют полезный эффект от их использования по назначению и определяют область их применения (например, испаряемость, горючесть, воспламеняемость, детонационную стойкость, прокачиваемость, смазочную способность и др.). [c.41] Технические свойства нефтепродуктов (физическая и химическая стабильность, токсичность, пожаро- и взрывоопасность, коррозионная активность и др.) проявляются в процессах их хранения, транспортирования и длительной эксплуатации. [c.41]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Основные требования к качеству товарных нефтепродуктов

    Основной ассортимент товарных нефтепродуктов с указанием ГОСТов, определяющих требования к их качеству, приведен в табл. 25. [c.150]

    Ниже рассмотрены ассортимент и требования к качеству основных товарных нефтепродуктов. [c.125]

    Основными задачами нефтеперерабатывающей промышленности являются наиболее полное удовлетворение потребностей народного хозяйства в высококачественных нефтепродуктах и обеспечение сырьем смежных производств (нефтехимических, белково-витаминных концентратов и т. д.). Дальнейшее улучшение качества нефтепродуктов — требование десятой пятилетки. Продукты, получаемые прямой перегонкой или деструктивными процессами переработки нефти, не являются, как правило, товарными, поскольку без дополнительной обработки они не удовлетворяют требованиям эксплуатации двигателей внутреннего сгорания и других машин и механизмов. Для приготовления товарных нефтепродуктов дистилляты и остатки, получаемые в различных процессах, подвергают очистке, разделению, компаундированию и облагораживанию путем добавления присадок. Изучению упомянутых процессов посвящена третья часть курса Технология переработки нефти и газа . [c.10]

    Если запас качества товарных нефтепродуктов мал или примесь одного нефтепродукта в другом недопустима, смесь при возможности переводят в товарный нефтепродукт более низкого сорта или прибегают к ее исправлению. Исправление смеси заключается в доведении ее основных показателей до показателей какого-либо нефтепродукта, отвечающего требованиям стандарта. В смесь добавляют определенные добавки и разбавители. Полученный после перемешивания нефтепродукт реализуют потребителям. [c.178]

    В книге приводятся краткие сведения об основных процессах переработки нефти, о получаемых нефтепродуктах и требованиях к их качеству. Подробно описаны товарные операции, связанные с приемом нефти на завод, подачей ее на установки и получением нефтепродуктов. Изложены правила эксплуатации оборудования товарного хозяйства. [c.175]

    Лирокое распространение вторичных процессов переработки нефти (каталитического риформинга бензинов, нефтехимических процессов, гидрокрекинга, гидроочистки средних и тяжелых дистиллятов и др.) повышает требования к четкости разделения нефти и более глубоким отборам. Ритмичность работы современного нефтеперерабатывающего завода и высокое качество всех выпускаемых товарных нефтепродуктов зависят от четкости работы установок первичной переработки нефти по получению сырья для вторичных процессов, в связи с чем необходи.мо совершенствовать навыки персонала по квалифицированному обслуживанию основного оборудования, ведению технологического режима и удлинению межремонтного пробега. [c.4]

    Тем не менее, наряду с главными направлениями потоков, не следует забывать и о притоках , или рукавах, главного потока, т. е. о разработке специфических процессов переработки тяжелых нефтяных остатков. Критериями их оценки будут служить не количественные размеры потребления, а уникальные качества товарной продукции, соответствующие высоким требованиям новой техники. Одна из основных трудностей внедрения новых технологических процессов состоит в том, что отпускные цены на основные многотоннажные товарные нефтепродукты низки и близки к ценам на сырье. Радикальное модернизирование и усовершенствование техники и технологии переработки нефтп, конечно, приводит к неко- [c.258]

    Мощности первичной переработки нефти значительно увеличились в основном в результате ввода в эксплуатацию новых крупных нефтеперерабатывающих заводов. Развитие моторного парка страны, повышение требований к качеству нефтепродуктов обусловили необходимость разработки и внедрения процессов каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидроочистки, газофракционирования, алкилирования. В 1953 г. была введена в эксплуатацию первая установка каталитического крекинга в псевдоожиженном слое пылевидного катализатора. Внедрение процесса каталитического крекирования дало увеличение производства компонентов для выпуска товарных бензинов и дизельных топлив, однако не решило вопроса повышения качества бензина. Значительное улучшение качества бензинов было достигнуто при внедрении процесса каталитического риформинга. Первые ус-Г тановки риформинга были сооружены в 1958 г. В этот период неф-теперерабатывающие предприятия развиваются в направлении кооперирования и комбинирования производства, основой которо- й го является комплексное использование сырья. Все большее значе-ние приобретают не физические, а химические деструктивные процессы. [c.17]

    В книге приводятся краткие сведения об основны.х процесса.х переработки нефти, о получаемы.х пефтепро-дукта.х и требования.х к нх качеству. Подробно описаны товарные операции, связанные с приемом нефти на завод, подачей ее на установки и получением нефтепродуктов. Изложены правила эксплуатации оборудования товарного хозяйства. Освещены вопросы оперативного учета нефтепродуктов. Показана организация труда в бригада.х товарных операторов. Кратко изложены вопросы охраны труда и техники безопасности в товарном хозяйстве нефтеперерабатывающих заводов. [c.200]

chem21.info